Desenvolvimento e Avaliação Metrológica de um Protótipo para Medição da Concentração

de Gases Dissolvidos em Óleo Isolante de Múltiplos Transformadores

M. A. M. Cavaco, UFSC; M. E. Benedet, UFSC; C. A. A. Nogueira, CEFET-RS e R. H Coelho, Celesc.

Resumo -Transformadores de potência são equipamentos caros e com amplo uso em subestações de transmissão e de distribuição de energia elétrica. Dentre as diversas atividades de manutenção que um transformador está sujeito, a análise de gases dissolvidos em óleo é uma das mais relevantes. Comumente o monitoramento da concentração desses gases é realizado através da análise por cromatografia em fase gasosa, produzindo resultados bem aceitáveis. Infelizmente, esta análise representa um estado determinado na condição do transformador não permitindo uma análise continuada e de longo prazo, i.e., a cromatografia não garante o status dos valores até que uma próxima amostra de óleo seja retirada. O intervalo de tempo entre uma amostra e outra pode ser relevante para a ocorrência de uma falha no trafo. Nesse sentido, este trabalho apresenta o primeiro protótipo automatizado de campo, para monitorar até três transformadores de potência. Neste protótipo um único sistema de medição é capaz de analisar a concentração dos gases dissolvidos no óleo dos múltiplos transformadores reduzindo significativamente os custos no monitoramento on-line, já que permite o acompanhamento de até três transformadores com um único sistema de medição.

Palavras-chave - instrumentação, gás dissolvido em óleo, transformador.

I. INTRODUÇÃO1 A constante evolução tecnológica em nível mundial faz

com que a energia elétrica seja uma real necessidade no presente e no futuro. Componentes fundamentais no sistema de geração, transmissão e distribuição dessa energia são os transformadores de potência, independentemente da matriz energética predominante: nuclear, hídrica ou fóssil. São,

1 Agradecimentos à ANEEL e à Celesc pelo apoio financeiro ao desenvolvimento deste projeto.

M. E. Benedet é aluno de mestrado na Universidade Federal de Santa Catarina (e-mail: meb@labmetro.ufsc.br).

M.A.M Cavaco é professor na Universidade Federal de Santa Catarina (e-mail: cavaco@labmetro.ufsc.br).

C.A.A. Nogueira é professor no CEFET-RS (e-mail: cesar@cefetrs.tche.br).

R.H Coelho é engenheiro das Centrais Elétricas de Santa Catarina (e-mail:regishc@celesc.com.br).

portanto, equipamentos essenciais ao padrão de vida e consumo do mundo contemporâneo.

Transformadores de potência são equipamentos fundamentais dos sistemas de energia elétrica, sem estes não poderíamos transmitir e distribuir a energia elétrica gerada nas centrais geradoras. Estes equipamentos são projetados para atender a uma elevada vida útil exigindo um planejamento minucioso e detalhado de suas atividades de manutenção.

Entretanto, ao longo do tempo os transformadores estão sujeitos a sofrerem falhas, que podem ter elevados custos não somente para a concessionária de energia elétrica, mas para a sociedade em geral.

Diversas são as atividades de manutenção que um transformador é submetido sendo uma das principais a análise química do óleo isolante através de vários ensaios. O óleo mineral isolante é utilizado no núcleo do transformador com função de isolar as partes ativas do transformador e também atuar na refrigeração do sistema. Através do monitoramento deste óleo, é possível diagnosticar a situação de operação e a confiabilidade do transformador.

Dentre os ensaios efetuados, a análise de gases dissolvidos no óleo mineral é um dos passos mais importantes para diagnosticar falhas incipientes no isolamento do transformador. Comumente o monitoramento da concentração desses gases é realizado através de cromatografia em fase gasosa, que apresenta resultados aceitáveis. Infelizmente esta análise representa um determinado momento da condição do transformador não podendo fornecer nenhuma garantia do status até que a próxima análise ocorra. Mudanças significativas no teor dos gases dentro do transformador, entre os intervalos das retiradas das amostras, não são detectáveis.

Com a nova tecnologia de monitoramento on-line, os transformadores podem ter sua concentração, de gases dissolvidos em óleo, acompanhada em tempo real, porém ainda com elevado custo.

A fim de buscar uma solução otimizada levando em conta a relação custo e benefício, foi construído um dispositivo chamado de MAGO (Múltiplo Analisador de Gases dissolvidos em Óleo) especificamente para esta finalidade, sendo o mesmo responsável pela automação e multiplexação

da análise. Com este sistema será possível realizar uma significativa redução de custos no monitoramento on-line permitindo o acompanhamento (análise de gases dissolvidos no óleo) de até três transformadores com um único sistema de medição.

II. MANUTENÇÃO DE TRANSFORMADORES DE POTÊNCIA

Um transformador de potência é projetado para durar cerca de 25 anos em operação [1] [2] mas, através de técnicas de operação e manutenção adequadas, podem atingir uma vida útil de 40 a 50 anos [2] [3]. É lógico que com algum dispêndio de trabalho e custo, que são compensados, amplamente, com a diminuição das falhas em serviço e com uma vida útil mais longa para os mesmos.

Com intuito de garantir a sua elevada vida útil de operação os transformadores recebem constantes atividades de manutenção, dentre as mais importantes podemos citar as inspeções semestrais e trienais em buchas, tanques e radiadores, conservadores, termômetros de óleo e/ou enrolamento, sistema de ventilação forçada, sistema de circulação de óleo, secador de ar, dispositivo alívio de pressão, relé de gás tipo Buchholz, relé de pressão súbita, comutadores de derivação, caixas de terminais de controle e proteção e ligações externas [4].

Parte importante na manutenção dos transformadores é o monitoramento do óleo isolante. Estes são utilizados em transformadores com a finalidade dielétrica e também refrigerante, realizando a remoção do calor gerado nas bobinas do enrolamento. O óleo utilizado é extraído do petróleo podendo ser parafínico o naftênico, dependendo do tipo de petróleo que o mesmo é originado. O óleo mineral isolante é constituído de uma mistura de hidrocarbonetos, em sua maioria, e de não-hidrocarbonetos, também chamados de heterocompostos, em pequena proporção [5].

Falhas no isolamento do transformador levam à formação de arcos elétricos dentro da região banhada pelo óleo isolante. A falha geralmente não é brusca, mas progride continuamente ao longo do tempo. O arco agindo sobre o óleo leva à formação de gases combustíveis que se dissolvem parcialmente no óleo, pondo em risco a integridade do transformador de potência, levando-o à explosão [6].

Atualmente, a análise do desempenho dos transformadores de potência nos sistemas de energia elétrica é estabelecida em função de ensaios físico-químicos no óleo mineral isolante. Essa análise tem como premissa uma avaliação quantitativa e qualitativa dos produtos de degradação presentes no óleo mineral, bem como os processos que aceleram seu envelhecimento, tais como: arcos elétricos, agentes oxidantes, variações de temperatura, pressão, umidade, entre outros [7].

Diante dessa constatação, é de suma importância a realização da monitoração dos gases combustíveis dissolvidos no óleo isolante, com o intuito de determinar com segurança o grau de envelhecimento dos equipamentos. O aumento da concentração de gases combustíveis dissolvidos no óleo é um alerta de que há falhas de isolamento no transformador [6].

Tipicamente a determinação das concentrações de gases dissolvidos (DGA – Dissolved Gas Analysis) em óleos mineral isolantes é feita por cromatografia em fase gasosa,

já que é um método bem estabelecido e confiável, largamente utilizado nas concessionárias de energia elétrica. Uma amostra do óleo de transformador deve ser retirada e levada ao laboratório, onde a análise é efetuada. Embora seja uma técnica confiável, a cromatografia gasosa, realizada em laboratório, tem dois inconvenientes: a distância e o período de amostragem. A distância entre as subestações e o laboratório de análise química, geralmente é grande, ocasionando um retardamento na análise dos gases dissolvidos. A retirada de uma amostra adequada de óleo e a sua análise envolve certo período de tempo. Além do intervalo de tempo, entre duas medições consecutivas da concentração de gases dissolvido no óleo de um mesmo transformador ser relativamente alto, o que acarreta no registro de dois instantes distintos do estado de contaminação do óleo. Não tendo informações do comportamento do óleo, entre as retiradas das amostras, há a perda de dados importantes sobre a taxa de crescimento da contaminação do óleo (Figura 1).

Amostr a T r anspor te L abor atór io Cr omatogr afia Rede Figura 1. Método tradicional

No entanto, há no mercado nacional e internacional,

sistemas de medição que podem ser instalados nos transformadores com a vantagem de realizarem o monitoramento, on-line da concentração de gases dissolvidos no óleo isolante melhorando consideravelmente os aspectos relacionados à distância entre as subestações e o laboratório de análises químicas e o período de tempo entre as amostragens, além de eliminar a retirada manual da amostra de óleo do transformador (Figura 2). Entretanto, estes sistemas de medição são caros e requerem a instalação de um sistema por transformador.

Figura 2. Método on-line

Este trabalho apresenta uma análise metrológica de um

sistema de medição capaz de monitorar remotamente a concentração de gases combustíveis dissolvidos em óleo isolante através da utilização de um único sistema de medição, aplicado em vários transformadores. A otimização desse sistema implicará uma grande economia para as concessionárias de energia elétrica (Figura 3)

SM

Figura 3. Método multiplexado proposto

III. O SISTEMA DESENVOLVIDO Foi desenvolvido em parceira com a Celesc (Centrais

Elétricas de Santa Catarina), um protótipo para a multiplexação da análise da concentração de gases em óleo para vários transformadores. Na sua fase de desenvolvimento ficou decidido que o protótipo deveria ser de fácil deslocamento e modular, pois o mesmo seria utilizado nas diversas subestações da concessionária.

O protótipo também deve ser capaz de monitorar até três transformadores e para isto é necessário construir um dispositivo que seja capaz de realizar a multiplexação da saída do óleo dos transformadores. Uma idéia geral do sistema pode ser observada na Figura 4.

Figura 4. Esquema geral do sistema de multiplexação

Para realizar a multiplexação da saída do óleo dos

transformadores, e levá-la até um único ponto de análise, (onde estaria localizado o sistema de medição) seria necessário implementar um sistema com mangueiras, válvulas solenóides e um controlador, sendo que todos estes equipamentos estariam em um mesmo conjunto, com exceção das mangueiras. Pensou-se ainda na utilização de quatro medidores de vazão, um em cada saída dos transformadores e na saída do dreno do sistema, para monitorar o fluxo de óleo e detectar possíveis vazamentos.

O conjunto analisador (caixa e componentes do sistema) foi denominado de MAGO (Múltiplo Analisador de Gases dissolvidos em Óleo), que pode ser visto no retângulo destacado (tracejado) na Figura 5.

Figura 5. Diagrama hidráulico do sistema

Para a multiplexação do óleo foi implementado uma

lógica de comando hidráulico com a inserção de duas válvulas de três vias em série com o sistema, desta maneira permitindo apenas a passagem do óleo proveniente do transformador que se deseja estudar e para aumentar a segurança também foram duplicadas as válvulas que permitem o acesso com a saída dos transformadores deixando o sistema mais robusto e seguro.

Foram utilizados no protótipo dois sistemas de medição de concentração de gases dissolvidos em óleo, o Hydran da GE Energy Services de fabricação canadense e o GMM da Tree Tech de fabricação nacional. Ainda foram utilizados quatro medidores de vazão com faixa de medição de 0,5 a 5 l/min para controle das perdas.

Na conexão com os transformadores foram usadas mangueiras atendendo a norma SAE 100 R5 com terminações e com engates rápidos em ambos os lados. Estas mangueiras possuem malha interna de aço e reforço com manta têxtil, sendo robustas e próprias para o uso em ambientes externos.

O sistema MAGO foi projetado para operar por comando local ou remoto. O acesso local é efetuado via operador na subestação sendo utilizados componentes elétricos que comandam as válvulas, como relés, botoeiras e chaves. Para o acesso remoto, o controlador utilizado possui uma interface de comunicação com a Internet, permitindo assim o comando a distância do sistema.

Na Figura 6 pode-se observar o sistema MAGO montado sobre um carrinho, o que confere ao equipamento grande mobilidade para transporte.

Figura 6. Imagens do protótipo MAGO

IV. AUTOMAÇÃO DA MEDIÇÃO O coração do sistema automatizado de medição é um

controlador sofisticado que atua sobre as válvulas solenóides e adquire dados provenientes dos sistemas de medição da concentração dos gases, dos medidores de vazão e também permite o controle, via Internet, do sistema. Este CLP programável é denominado de Compact FieldPoint fabricado pela National Instruments® e que pode ser totalmente programado em linguagem LabVIEW.

Este controlador destaca-se por ser modular e passível de realizar as suas tarefas por módulos de entrada analógica e de saídas em relé. Cada módulo possui 8 canais independentes.

Através da programação realizada no controlador, foi possível criar uma interface amigável com o usuário envolvendo painéis e botões de fácil utilização. Por meio do painel frontal o usuário é capaz de visualizar a leitura do Hydran e do GMM (em ppm), bem como verificar as indicações dos medidores de vazão. No painel frontal é ainda representado o diagrama hidráulico do sistema, sendo possível acompanhar a atuação das válvulas solenóides durante a operação.

Quando o protótipo está operando em modo remoto, é possível, através do painel frontal (Figura 7), atuar sobre o sistema podendo enviar um comando para atuar sobre a comutação das válvulas permitindo que o óleo do transformador, escolhido percorra o sistema.

Figura 7. Interface com o usuário (painel frontal)

V. RESULTADOS Os seguintes testes foram realizados no protótipo do

MAGO: (a) teste de estanqueidade do sistema hidráulico; (b) teste de comunicação do software e aquisição dos

dados pelo controlador; (c) ensaios da vazão do sistema para os três

transformadores; (d) ensaios da multiplexação do monitoramento da

concentração de gases dissolvidos em óleo dos transformadores da subestação.

Nos testes a e b o protótipo se comportou conforme esperado sendo aprovado nos critérios de estanqueidade e comunicação do software.

Os resultados obtidos para a determinação da vazão do sistema são apresentados abaixo.

Tabela 2 - Dados de volume obtidos para o cálculo da vazão do sistema.

Transformador TT1

Transformador TT2

Transformador TT3

Amostra Volume

(ml) Amostra Volume

(ml) Amostra Volume

(ml)

1 115 1 110 1 85

2 120 2 110 2 90

3 110 3 115 3 95

4 115 4 110 4 90

5 110 5 115 5 90

Média 114 Média 112 Média 90

O volume encontrado acima foi obtido a partir da medição da quantidade de óleo que fluiu no sistema em um intervalo de tempo de 30 segundos. Com o volume e o tempo de análise, é possível através de (1) obter a vazão do sistema hidráulico para os três casos.

TempoVolume

Vazão = (1)

As vazões encontradas foram em TT1= 0,228 l/min, TT2= 0,224 l/min e TT3= 0,180 l/min.

Com as vazões dos sistemas obtidas, foi efetuado o cálculo do tempo necessário para a drenagem das mangueiras para os casos analisados. As mangueiras utilizadas têm os seguintes comprimentos e os respectivos volumes:

TT1 – 10 metros, 0,32 litros;

TT2 – 10 metros; 0,32 litros;

TT3 – 15 metros, 0,48 litros.

Com o volume das mangueiras utilizadas e com a vazão obtida, através de (2) foi possível determinar o tempo de drenagem.

TTiVazãoTTiVolume

TTiTdgem__

_ = (2)

Os tempos de drenagem para cada transformador respectivamente, foram TT1= 1,4 min, TT2= 1,4 min e TT3= 2,6 min. Por segurança o tempo de drenagem considerado para todos os casos foi de 3 minutos.

Com os tempos de drenagem pré-estabelecidos, os procedimentos da análise da concentração dos gases dissolvidos no óleo puderam ser determinados. O tempo total de análise do óleo consistiu, na soma do tempo de drenagem com o tempo de medição (3).

TmedTdgemTtotal += (3)

Após ensaios preliminares do tempo de duração da medição, observou-se que a partir de 6 horas em ambos os sistemas de medição ocorriam uma estabilização nas indicações dos medidores. Desta forma foi estabelecido que o Tmed seria igual a 6 horas, 360 minutos.

365=360+5=+= TmedTdgemTtotal minutos

Outro ponto importante a destacar, é de que antes da análise do óleo dos transformadores da subestação pelo MAGO, foi necessária uma análise cromatográfica dos óleos de transformadores para a determinação das concentrações dos gases dissolvidos para efeito comparativo. Os resultados obtidos na cromatografia foram os seguintes:

Tabela 3 - Resultados da análise cromatográfica de TT1, TT2 e TT3.

Transformador TT1 Transformador

TT2 Transformador

TT3

Gases Concentração (ppm)

Concentração (ppm)

Concentração (ppm)

Hidrogênio 27 25 8

Oxigênio 27427 18233 19785

Nitrogênio 73093 71888 72119

Metano 2,2 4,1 2,2

Mon. Carbono 271 774 267

Diox. Carbono 2551 4546 3293

Etileno 21,2 60,7 38,4

Etano 1,1 1,4 1,2

Acetileno 0 0 0

Com base na análise cromatográfica, pode ser calculado o valor esperado para as leituras do Hydran (4) e do GMM (5). Baseando-se nos valores lidos que são proporcionais a: Hydran – 100% hidrogênio, 18% de monóxido de carbônico, 8% de acetileno e 1,5% de etileno e para o GMM – 100% de hidrogênio, logo:

01504+080+180+= 2222 ,*,*,*_ HCHCCOHHydranVe (4)

2= HGMMVe _ (5)

A partir dos dados da cromatografia, temos valores esperados de:

TT1: Hydran = 77 ppm; GMM = 27 ppm.

TT2: Hydran = 165 ppm; GMM = 25 ppm.

TT3: Hydran = 56 ppm; GMM = 8 ppm.

A incerteza da análise cromatográfica foi considerada de 5% das leituras obtidas, para todos os gases analisados.

TT1: Hydran = ± 4 ppm, GMM = ± 2 ppm;

TT2: Hydran = ± 9 ppm, GMM = ± 2 ppm;

TT3: Hydran = ± 3 ppm, GMM = ± 1 ppm;

A incerteza de medição dos sistemas de medição de concentração de gases dissolvidos em óleo, Hydran e GMM, são respectivamente:

Hydran = ±10% da indicação ± 25 ppm;

GMM = ± 5% da indicação ou ± 20 ppm.

Baseados nessas considerações os resultados obtidos nos ensaios realizados na SE Coqueiros são apresentados nas figuras a seguir comparando a faixa de valores esperados com a faixa medida pelo sistema:

Monitoramento TT2 - Óleo Inicial TT1 - HYDRAN

0

25

50

75

100

125

150

175

200

1 61 121 181 241 301 361

Tempo (min)

Con

cent

raçã

o de

gas

es d

isso

lvid

osno

óle

o (p

pm)

Figura 8. Monitoramento TT2 - óleo inicial TT1 - Hydran

Monitoramento TT2 - Óleo Inicial TT1 - GMM

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

1 61 121 181 241 301 361

Tempo (min)

Con

cent

raçã

o de

Hid

rogê

nio

diss

olvi

dos

no ó

leo

(ppm

)

- Inc

Vm GMM

+ Inc

- Inc

Ve GMM

+ Inc

Figura 9. Monitoramento TT2 - óleo inicial TT1 – GMM

Monitoramento TT3 - Óleo Inicial TT2 HYDRAN

0

25

50

75

100

125

150

1 61 121 181 241 301

Tempo (min)

Con

cent

raçã

o de

Gas

es D

isso

lvid

osem

Óle

o (p

pm)

Figura 10. Monitoramento TT3 - óleo inicial TT2 – Hydran

Figura 11. Monitoramento TT3 - óleo inicial TT2 – GMM

Figura 12. Monitoramento TT1 - óleo inicial TT3 – Hydran

Figura 13. Monitoramento TT1 - óleo inicial TT3 – GMM

Monitoramento TT3 - Óleo Inicial TT1 HYDRAN

0

25

50

75

100

1 61 121 181 241 301

Tempo (min)

Con

cent

raçã

o de

Gas

es

Dis

solv

idos

em

Óle

o (p

pm)

Figura 14. Monitoramento TT3 - óleo inicial TT1 – Hydran

Monitoramento TT3 - Óleo Inicial TT1 GMM

0

10

20

30

40

50

1 61 121 181 241 301

Tempo (min)

Con

cent

raçã

o de

Hid

rôge

nio

Dis

solv

idos

em

Óle

o (p

pm)

- Inc

Vm GMM + Inc

- Inc

Ve GMM

+ Inc

Figura 15. Monitoramento TT3 - óleo inicial TT1 – GMM

Monitoração TT2 - Óleo Inicial TT3 - HYDRAN

0

25

50

75

100

125

150

175

200

1 61 121 181 241 301

Tempo (min)

Con

cent

raçã

o de

gas

es

diss

olvi

dos

no ó

leo

(ppm

)

Figura 16. Monitoramento TT2 - óleo inicial TT3 – Hydran

Monitoramento TT1 - Óleo Inicial TT3 - HYDRAN

0

25

50

75

100

1 61 121 181 241 301

Tempo (min)

Con

cent

raçã

o de

Gas

es

Dis

solv

idos

em

Óle

o (p

pm)

Monitoramento TT3 - Óleo Inicial TT2 GMM

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

1 61 121 181 241 301

Tempo (min)

Con

cent

raçã

o de

Hid

rogê

nio

Dis

solv

idos

em

Óle

o (p

pm)

- Inc

Vm GMM

+ Inc

- Inc

Ve GMM

+ Inc

Monitoramento TT1 - Óleo Inicial TT3 - GMM

0

10

20

30

40

50

1 61 121 181 241 301

Tempo (min)

Con

cent

raçã

o de

Hid

rogê

nio

Dis

solv

idos

em

Óle

o (p

pm)

- Inc

Vm GMM + Inc

- Inc

Ve GMM + Inc

Monitoração TT2 - Óleo Inicial TT3 - GMM

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

1 61 121 181 241 301

Tempo (min)

Con

cent

raçã

o de

hid

rogê

nio

diss

olvi

dos

no ó

leo

(ppm

)

- Inc

Vm GMM + Inc

- IncVe GMM

+ Inc

Figura 17. Monitoramento TT2 - óleo inicial TT3 – GMM

Monitoramento TT1 - Óleo Inicial TT2 - HYDRAN

0

25

50

75

100

125

150

1 61 121 181 241 301 361

Tempo (min)

Con

cent

raçã

o de

Gas

es

Dis

solv

idos

em

Óle

o (p

pm)

Figura 18. Monitoramento TT1 - óleo inicial TT2 – Hydran

Monitoramento TT1 - Óleo Inicial TT2 - GMM

0

10

20

30

40

50

1 61 121 181 241 301 361

Tempo (min)

Con

cent

raçã

o de

Gas

es

Dis

solv

idos

em

Óle

o (p

pm)

- IncVm GMM + Inc - Inc

Ve GMM + Inc

Figura 19. Monitoramento TT1 - óleo inicial TT2 – GMM

Na figura 20 pode-se ver o resultado consolidado dos

testes, alternando-se os transformadores, o que comprova a validade da multiplexação pelo MAGO.

Figura 20. Resultado da multiplexação consolidado

VI. AVALIAÇÃO METROLÓGICA Os resultados conclusivos da avaliação metrológica do

MAGO para os ensaios realizados são: Para os resultados obtidos pelo Hydran:

- Vm Hydran = valor indicado ± 12% ± 25 ppm. Para os resultados obtidos pelo GMM:

- Vm GMM = valor indicado ± 8% ± 20 ppm. Ambos sistemas de medição da concentração de gases

dissolvidos foram capazes de responder a multiplexação proposta pelo MAGO.

O tempo total de medição por análise é de aproximadamente 6 h.

O volume total de óleo utilizado por amostra é de (0,96 ± 0,24) l.

VII. LIMITAÇÃO DO PROTÓTIPO Uma limitação do protótipo desenvolvido existe no fato

do sistema hidráulico implementado apresentar uma malha aberta, desta forma uma vez drenado o óleo do transformador, para a realização de uma análise, o mesmo é depositado no reservatório do MAGO, não permitindo assim a volta do óleo ao transformador de origem. Este óleo depositado no reservatório deverá ser inserido novamente no transformador de maneira manual, ou caso esteja em condições impróprias (alta taxa de concentração de gases) deverá ser levado para uma estação de regeneração de óleo.

VIII. CONCLUSÕES Este trabalho apresentou a construção e a avaliação de um

protótipo de um sistema portátil que multiplexa com eficiência a análise dos gases dissolvidos em óleo de transformadores de potência.

Foi construído um protótipo que multiplexa com eficiência a análise dos gases dissolvidos em óleo de transformadores de potência.

Os SM empregados no MAGO foram considerados aptos a responder a mudança de transformadores dentro de uma mesma subestação e conseqüentemente do óleo analisado. Os ensaios mostraram que o óleo em análise não é afetado pelo óleo anteriormente medido. Desta forma os resultados dos testes realizados nos mostraram que o princípio da multiplexação proposto pelo MAGO é válido.

Através dos resultados obtidos pelo Hydran e pelo GMM pode-se afirmar que a resposta à mudança de óleo analisado é mais rápida no Hydran, porém o GMM apresentou uma melhor repetitividade nos testes.

Os resultados funcionais e metrológicos alcançados pelo MAGO são considerados aceitáveis.

O protótipo desenvolvido é de fácil transporte e configuração, podendo ser removido e utilizado em diferentes situações e subestações.

O sistema hidráulico desenvolvido para acoplar três transformadores pode ser facilmente ampliado. Para isto é necessário adicionar em cascata mais válvulas de duas posições e três vias, conforme a especificação utilizada no MAGO, sendo de fácil implementação.

Uma economia considerável pode ser obtida com a utilização deste sistema, uma vez que com apenas um sistema de medição vários transformadores podem ser monitorados.

Por fim, pode-se dizer que com a utilização do MAGO será possível a elevação da confiabilidade dos transformadores. Desta forma os consumidores de energia elétrica serão beneficiados pela redução da taxa de falha do fornecimento de energia.

IX. AGRADECIMENTOS Ao departamento técnico da subestação de Coqueiros e do

laboratório físico-químico da Celesc, ao Labmetro (Laboratório de Metrologia e Automatização da UFSC), e aos bolsistas de iniciação científica André Soderi Noronha e Lucas Campos Pires.

X. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] P. R. BIANCHI, “Caracterização do Envelhecimento de Transformadores de Potência: Análise Comparativa”, Florianópolis, Dissertação, Universidade Federal de Santa Catarina, 2000.

[2] SHENOY, In Cigré, 1992 Sessions, Anais, 1992.

[3] L. GRAINE, P. FLETCHER, H. ROHSLER, “Lifetime Assesssment and Updating of Substations”, In Cigré, 1994 Sessions, Anais, Paris, 1994.

[4] WEG Transformadores, "Manual de instalação e de manutenção de transformadores", Blumenau. 16 p. Catálogo.

[5] M Milasch, "Manutenção de transformadores em líquido isolante”, Edgar Blücher LTDA, São Paulo 1984. 353 p.

[6] M. MILASCH, “Manutenção de Transformadores em Líquido Isolante”, Edgard Blücher, São Paulo, 1984.

[7] C. L. C. VIEIRA, J. M. MATTOS, “Manutenção de Transformador de Força”. Apostila de curso Engelma, 1990.

[8] J. R. Messias, "Guia prático de ensaios físico-químicos na manutenção de transformadores em óleo", Ícone, São Paulo, 1993. 98 p.

[9] M. A. M. Cavaco, "Adaptação de um sensor para a medição de gases dissolvidos em óleo isolante de múltiplos transformadores", In: CONGRESSO BRASILEIRO DE METROLOGIA, 3, 2003, Recife. Anais. Recife: SBM, 2003.

[10] GE Energy, "Monitoramento e diagnóstico integrado (iSM&D) para transformadores em subestações", São Paulo, 13 p. Catálogo.